63428

Оптимизация работы скважин, оборудованных СШНУ и УЭЦН

Лекция

География, геология и геодезия

В данном пособии подробно рассмотрены осложнения борьба с которыми может осуществляться посредством изменения варианта компоновки оборудования механизированных скважин повышенное содержание свободного...

Русский

2014-06-20

518 KB

39 чел.

Лекция 12

Тема:  «Оптимизация работы скважин, оборудованных СШНУ и УЭЦН»

Многообразие условий работы добывающих скважин на различных нефтяных месторождениях предопределяет и многообразные причины осложнений в их работе.

Вместе с тем, существует несколько причин осложнений, которые проявляются на определенном количестве разрабатываемых месторождений. К числу таких осложнений относятся :

  •  отложения в подземном оборудовании или выкидных линиях, а также в ПЗС асфальтенов, смол, парафинов и церезинов;
  •  образование песчаных пробок как на забое скважины, так и в элементах скважинного оборудования;
  •  отложения солей в различных элементах системы;
  •  высоковязкая продукция скважины;
  •  продукция скважин со значительным содержанием свободного газа;

-   повышенная температура продукции и др.

Подробно указанные осложняющие факторы и основные подходы борьбы с ними подробно описаны в монографии ”Выбор способа эксплуатации скважин” (авторы: И.Т.Мищенко, Т.Б. Бравичева, А.И. Ермолаев).

В данном пособии подробно рассмотрены осложнения, борьба с которыми может осуществляться посредством изменения варианта компоновки оборудования механизированных скважин – повышенное содержание свободного газа на приеме оборудования и невынос воды с интервала “забой-прием насоса”.

Учитывая вышеизложенное, решение задачи управления производительностью добывающих механизированных скважин за счет снижения забойного давления основывается на расчетах распределения свойств ГЖС в скважине (обсадной колонне) от известного забойного давления. Забойное давление рассчитывается с учетом техногенных процессов, как связанных с бурением и освоением скважин, так и с процессами, протекающими при снижении забойного давления – деформационными, роста газонасыщенности,  кольматации и др.

Рассмотрим закономерности работы обводненных подъемников большого диаметра на участке «забой-прием СШН».

Участок от забоя до приема СШН представлен подъемником большого диаметра (эксплуатационной колонной), длина которого изменяется в широких пределах (до нескольких тысяч метров). На этом участке может двигаться нефть, водонефтяная смесь, газожидкостная смесь, а также возможно движение нефти через столб воды (барботаж) и другие формы движения. С практической точки зрения наиболее важным является изучение совместного движения воды и нефти как при постоянстве массового водосодержания в любом элементе системы (при полном выносе воды), так и при переменном массовом водосодержании в некоторых элементах системы (например, в интервале «забой-прием» имеется вода, которая не выносится полностью на поверхность).

К необводненным скважинам относятся такие, которые не содержат воды в продукции на поверхности, а также в интервале «забой-прием».

Для расчета плотности водонефтяной смеси при постоянном массовом водосодержании в любом элементе системы могут быть использованы следующие зависимости:

,                                                                               ( 1)

где       - истинное нефтесодержание.

Истинное нефтесодержание  определяется в зависимости от числа Рейнольдса по нефти:

                                                                                (2)

где  - приведенная скорость нефти, м/с;

В этом случае для вычисления  в функции числа Рейнольдса по нефти, Reн, предлагаются следующие зависимости:

при 0Reн200

                                                                               (3)        

при 200Reн1600

                                                  (4)

где - объемное расходное водосодержание.  

Таким образом, при совместном движении воды и нефти (с постоянным массовым водосодержанием) критическое число Рейнольдса по нефти, Reн.кр, равно 200, а предельное Reн.пр, - 1600  .

Для случая переменного массового водосодержания  плотность водонефтяной смеси не может быть рассчитана по вышеприведенным формулам, поскольку в интервале «забой-прием СШН» имеется вода, которая не выносится полностью на дневную поверхность. При капельном поступлении нефти из пласта в скважину и капельном её движении в указанном интервале будет происходить механическое вытеснение воды независимо от расхода нефти.

При установившемся режиме работы системы «пласт - скважина-лифт» массовый расход жидкости в поверхностных условиях равен массовому притоку её из пласта.

Объем лифта Vл равен:

,                    (5)

где dвнутренний диаметр лифта, м.

Объем скважины в интервале «забой-прием» Vc:

.                   (6)

Рассмотрим количество массы жидкости в объеме лифта Vл( - плотность водонефтной смеси в лифте, вычисляемая по формулам  (3,4), которое поступает на поверхность за время t. За это же самое время из пласта в скважину при установившемся режиме работы системы поступает такое же количество жидкости .

Плотность водонефтяной смеси в скважине (на участке «забой-прием») в этом случае равна:

                                                                                        (7)

или

.                  (8)

Для расчета предварительно необходимо рассчитать . Плотность водонефтяной смеси ρвн рассчитывается по формуле ( 1 ). Затем для известных геометрических размеров скважины и лифта по формуле (8) рассчитывается .

Подставляя значение плотности ρвн из уравнения (1) в (8), получим:

.                            (9)

Анализ выражения (9) показывает, что плотность водонефтяной смеси на участке «забой-прием» в условиях неполного выноса (накопления) воды при капельном движении зависит не только от плотностей фаз и истинного нефтесодержания при полном выносе воды при совместном движении φн, но и от геометрических размеров лифта (d, H) и скважины (Dc, Lc).

Сопоставление зависимостей (1) и (9) позволяет записать следующее выражение:

,                   (10)

где - истинное нефтесодержание для случая неполного выноса воды, определяемое так:

.                                        (11)

Из выражения (11) можно получить условие (необходимую глубину спуска лифта ), при котором вся вода глушения с участка «забой-прием» будет вынесена на поверхность (вода не накапливается в скважине) независимо от дебита скважины ():

.                    (12)

 

Для увеличения депрессии за счет уменьшения плотности водонефтяной смеси в скважине могут быть использованы хвостовики для выноса воды с интервала «забой-прием СШН». Используются хвостовики как герметично соединенные с приемом СШН, так и при обеспечении сепарации у приема насоса. В последнем случае затрубное пространство ниже приема насоса может перекрываться пакером, а хвостовики обычно опускаются на забой. При использовании хвостовика необходимо правильно определять его длину и диаметр.

В результате расчетов для условий Западно – Сургутского месторождения получено, что при условии постоянного массового водосодержания должен иметь место полный вынос воды с интервала «забой-прием»; причем расчеты плотности водонефтяной смеси при постоянном объемном расходном водосодержания  совпадают c расчетами по формуле (7) при вязкости дегазированной нефти 10 мПа*с. Расчеты проведены для различной обводненности продукции. Фактические же данные соответствуют расчетам при переменном массовом водосодержании (рис.2). Так, фактическое значение давления на приеме насоса при глубине спуска 1300 м для скважины с обводненностью 5% и плотностью воды 1080 кг/м3 равно 2,5 МПа; для скважины с обводненностью 10% и с плотностью воды 1060 кг/м3 давление на глубине 1300 м равно также 2,5 МПа; для скважины с обводненностью 50% и с плотностью воды 1100кг/м3 давление на глубине 1300м равно 2 МПа. При расчетах распределения давления в интервале “забой-прием” получено некоторое различие результатов расчетов при условии постоянного массового водосодержания и на основе при вязкости дегазированной нефти более 30 мПа*с (рис.1). Аналогичные результаты были получены по скважинам ряда месторождений Урало – Поволжья и Западной Сибири.

Таблица 1 – Физико-химические свойства флюидов 

Параметр

Единицы

измерения

Западно-Сургутское

месторождение

Относительная плотность газа

однократного разгазирования

0,9-1,1

Давление насыщения пластовой нефти газом

МПа

9-10

Пластовая температура

К

333

Газовый фактор

м3/т

40

Содержание метана

%

81,18

Содержание азота

%

1,62

Плотность дегазированной нефти

кг/м3

883

Вязкость нефти в стандартных условиях

20

Плотность воды

кг/м3

1010-1200

Обводненность 5 %

Обводненность 10 %

Обводненность 50 %

Рис. 1 - Зависимость давления на приеме насоса от плотности пластовой

воды для условий Западно – Сургутского месторождкеия

(Рзаб = 13,5 МПа; Lсн = 1300 м): 1- для условия  постоянного массового водосодержания в скважине,  2-  - для условия переменного массового водосодержания в скважине,   -- фактическое давление на приеме насоса


Рис.2 - Распределение давления в обсадной колонне для условий Западно-Сургутского месторождения (обводненность 10 %)

Расчет свойств газожидкостной смеси в эксплуатационной колонне для предварительного выбора вариантов компоновки УЭЦН и СШНУ, обеспечивающих увеличение  показателей эффективности скважинной добычи нефти

1. Оптимальное давление на приеме насоса – это такое давление, которое  обеспечивает заданный дебит скважины при минимальных условных приведенных затратах с учетом физико – химических свойств откачиваемой продукции.

Так при оптимальном давлении на приеме СШН (которое рассчитывается  по одной из следующих зависимостей) обеспечивается коэффициент подачи установки не ниже 0.8:

- при содержании в газе однократного стандартного разгазирования до 30% азота (Уа30 %)

                                                              (13)

- при содержании в газе однократного стандартного разгазирования более 30% азота (Уа>30 %)

                                                                      (14)

где    Уасодержание азота в газе, %

Рнас – давление насыщения пластовой нефти газом, МПа,

         В – обводненность продукции, д.ед.

Если содержание азота в газе неизвестно, то давление на приеме насоса может быть рассчитано по зависимости:

                                                                   (15)

где - давление насыщения при температуре на приеме насоса, МПа.

Для УЭЦН оценку оптимального давления на приеме можно выполнить по следующим формулам:

при В ≤ 0,6

,     (16)   

при В ≥ 0,6

,     (17)

где В – объемная обводненность продукции, д.ед.,

      Рнас – давление насыщения, МПа.

Для оценки допустимого давления на приеме ЭЦН можно использовать следующие формулы:

при В ≤ 0,6

,      (18)

при В ≥ 0,6

.    (19)

Предельное давление на приеме во всей области объемной обводненности 0 ≤ В ≤ 1 можно рассчитать по следующей зависимости:

.     (20)

Так как вязкость дегазированной нефти μнд дается в справочной литературе при температуре 200С, а при вычислении μнд/ μнп ее необходимо подставлять при tпл, то для расчета μнд при пластовой температуре можно воспользоваться следующей формулой:

,               (21)

где μt, μ20, μ50 – соответственно относительные (по воде) динамические вязкости дегазированной нефти при температурах t, 20 и 500С. При t = 200 вязкость воды μв = 1 мПа∙с.

2. Условие накопления или ненакопления воды в интервале «забой-прием СШН» .

- Условие ненакопления воды

I случай

                                                                                         (22)

II случай

                                                                             (23)

-Условие неполного выноса (накопления) воды:

                                                                             (24)

3. Для СШНУ длина хвостовика заданного диаметра dхв для обеспечения выноса воды из скважины равна:

                                                                            (25)

4. Для УЭЦН глубина спуска насоса определяется из соотношения:

           (26)

Где - средняя плотность ГЖС в интервале “забой – прим ЭЦН”.

n, с – параметры нелинейного уравнения притока.

Глубина спуска ЭЦН может быть определена по значению заданного объемного расходного газосодержания при условиях приема насоса.

                                             (27)

Указанный параметр рассчитывается с помощью программы “Нефтяной калькулятор”.

Рассматривают 3 области работы ПЦЭН:

  1.  Незначительное количество свободного газа на приеме насоса, (0); Рпн опт.
  2.  Режим, когда реальные характеристики насоса из-за увеличения количества свободного газа на приеме насоса отклоняются от стендовых. Насос работает устойчиво при допустимых КПД и потребляемой мощности. Рпн доп(=15%)
  3.  Из-за увеличения количества свободного газа на приеме насоса нарушается устойчивая работа насоса. Рпн пред. (=25%).

- объемное расходное газосодержание при Рпр, Тпр.

Указанные ограничения по параметру  связаны, в т.ч. с возможным снижением динамического пластового давления на реагирующей скважине при управлении разработкой нефтяных месторождений.

5. Коэффициенты естественной сепарации газа в затрубное пространство у приема насоса (хвостовика):

Для СШНУ:

                                                                                               (28)

Для УЭЦН:

                                                                                 (29)

где - коэффициент сепарации свободного газа на режиме нулевой подачи;

q – объемный расход жидкости в условиях приема насоса (хвостовика), м3/с;

w0 – осредненная относительная скорость движения газовых пузырьков на приеме насоса, м/c: при В 0,5 w0=0.02 м/c, при В> 0,5 w0=0.17 м/c;

 - площадь поперечного сечения эксплуатационной колонны с внутренним диаметром Dс, м2;

- наружный диаметр НКТ (хвостовика), м.

qж- объемный расход жидкости на приеме УЭЦН;

wо – относительная скорость газовых пузырьков, м/с; wо=0,17 м/с

- площадь кольцевого зазора между эксплуатационной колонной и погружным насосом, м2

dн – диаметр погружного насоса, м

6. Свойства ГЖС в функции давления и температуры рассчитываются в соответствии с известными методиками C учетом естественной сепарации:

                                                      (30)              

                                                   (31)

                                                                        (32)

где - расход газа в условиях приема насоса;

        - расход жидкости в условиях приема насоса;

      - газовое число в условиях приема насоса.

7. С учетом естественной сепарации газа у приема оборудования пересчитываются газовый фактор и давление насыщения в НКТ и в хвостовике:

                                                           (33)      

                                    (34)

8. Коэффициент подачи рассчитывается как произведение частных коэффициентов:

                                                                               (35)

где   - коэффициент наполнения СШН;

      - коэффициент, характеризующий влияние упругих деформаций штанг и труб на коэффициент подачи;

      - коэффициент, определяемый объемными свойствами продукции;

       - коэффициент утечек жидкости в системе.

8.1.Коэффициентом наполнения скважинного насоса называется отношение объема жидкости, поступившей в цилиндр насоса из скважины при такте всасывания, к объему, описанному плунжером:

,                                                    (36)

где Rц -газовое число в цилиндре насоса при давлении всасывания  Рвс;

Rм - газовое число в мертвом пространстве, когда плунжер находится в нижней мертвой точке, а давление в цилиндре равно давлению нагнетания Рнаг ;

- коэффициент сжимаемости жидкости;

К – коэффициент мертвого пространства  ;

Vм – объем мертвого (вредного) пространства насоса, м3;

Vs – объем описываемый плунжером, м3;

Если принять =0 и Rм=0, то формула (36) примет вид:

Если недостаточен, необходимо увеличить глубину спуска насоса (или в отдельных случаях оборудовать прием насоса газовым якорем).

На основе указанной методики разработана программа “Подбор СШНУ”, с помощью которой выполняется домашнее задание №2.

Для УЭЦН рассчитывается давление, необходимое для подъема заданного дебита на поверхность, Рн.

опт,                                                               (37)

где: Рвых – давление на выходе насоса (рассчитывается по кривой распределения давления в НКТ с учетом сепарации газа в затрубное пространство у приема насоса, причем при наличии газосепаратора  учитывается коэффициент сепарации газосераратора.

Для расчета Рвых используется программа “Нефтяной калькулятор” (позиция меню “Свойства”).

Суть метода подбора УЭЦН заключается в построении гидродинамической характеристики пласта, скважины и подъемника и совмещении ее с реальными характеристиками насосов. Точки пересечения реальных характеристик насосов с гидродинамической характеристикой системы «пласт-скважина-подъемник» характеризуют совместные режимы работы всей системы «пласт-скважина-насос-подъемник».

Под гидродинамической характеристикой понимается совокупная характеристика системы «пласт-скважина-подъемник», которая выражается графической зависимостью потребного давления (напора) в функции дебита скважины (подачи насоса). Закон работы пласта и скважины задается уравнением (38), из которого, принимая Рпр = Ропт (формулы  (16, 17)), вычисляют глубину спуска насоса Нсп:

 .      (38) 

Потребное давление Рпот, необходимое для подъема заданного Q на поверхность, рассчитывается так:

 Рпот = РвыкРопт.        (39)

Задаваясь несколькими значениями дебитов (подач), вычисляют для каждого из них соответствующие величины Нсп, Рвык и Рпот и строят графическую зависимость Рпот = f(Q) , которая представлена на рис. 3  (линия 1).

Рис. 3 -   Гидродинамическая характеристика системы «пласт – скважина - подъемник» (линия 1) и реальные характеристики трех погружных центробежных насосов (линии 2, 3 и 4)

На этом же рисунке нанесены реальные характеристики трех погружных центробежных насосов (линии 2, 3 и 4). Точки пересечения характеристик насосов с гидродинамической характеристикой определяют совместные (согласованные) режимы работы всей системы: Q2 и Рпот2; Q3 и Рпот3; Q4 и Рпот4. После выбора необходимого насоса в соответствии с технической характеристикой УЭЦН подбираются все остальные элементы погружного агрегата, кабель, станция управления и т.п. Наконец, проверяют поперечные габариты погружного агрегата с кабелем и соответствие их поперечному габариту скважины, а также температурный режим работы УЭЦН.

Подробно особенности подбора вариантов компоновки УЭЦН изложены в /Мищенко, Ляпков/.

Реальная напорная характеристика насоса, в простейшем случае может быть построена следующим образом.

Паспортная напорная характеристика насоса корректируется с учетом реальной жидкости, поскольку имеет место снижение напора. Для этого используется эмпирическая формула для оценки степени снижения напора.  

                                                                       (40)

Нопт, Qопт – соответственно паспортные напор и подача на оптимальном режиме работы насоса.

Рассчитывают реальные напор Н' и КПД

                                                                                       (41)

                                                                                    (42)

Мощностная характеристика N(Q) остается без изменений.

Рис. 4 - Паспортные   (1)  и скорректированные   (2)   характеристики погружного центробежного электронасоса ЭЦН5А-360-600

В пусковом режиме работы УЭЦН происходит занижение забойного давления:

                                                                                (43)

-занижение коэффициента продуктивности при глушении (определяется на основе обобщения промыслового опыта в зависимости от дебита скважины и обводненности продукции.

Дебит скважины при пусковом режиме может быть рассчитан с учетом мощностной характеристик УЭЦН () по формуле:

                                              (44)

Глубина спуска насоса с учетом пускового режима оценивается по формуле:                          (45)

Нпогр- погружение ЭЦН под динамический уровень (оценивают по промысловыми данным 100-200 м).

плотность жидкости глушения.

 

PAGE  4


 

А также другие работы, которые могут Вас заинтересовать

7272. Особливості публічного виступу 34.5 KB
  Тема: Особливості публічного виступу План Підготовка до публічного виступу, вимоги. Використання наочних засобів. Психологічні особливості публічного виступу. Публічний виступ - це усне монологічне висловлювання з метою впливу...
7273. Базові засади управління соціальною сферою 105 KB
  Лекція 4. Базові засади управління соціальною сферою. Система й структура державного управління соціального сферою. Нормативно правове забезпечення управління соціальною сферою. Програмно цільове управління. Як вже зазначалося, в умовах підвищення ролі л...
7274. Социальная подструктура личности 81 KB
  Социальная подструктура личности Вопросы для обсуждения: Социализация личности. Механизмы социализации Основные социальные процессы и поведение человека Просоциальное и асоциальное поведение. Социализация личности. Механизмы социа...
7275. Засади кримінального процесу 84.92 KB
  Засади кримінального процесу ПЛАН: Вступ 1. Поняття, значення і класифікація засад кримінального провадження. 2. Конституційні засади кримінального провадження. 3. Спеціальні засади кримінального провадження та їх характеристика. Висновки...
7276. Засоби колективного та індивідуального захисту населення 82.5 KB
  Тема: Засоби колективного та індивідуального захисту населення. План: Колективні засоби захисту: призначення і класифікація. Індивідуальні засоби захисту людей: Індивідуальні засоби захисту органів дихання Індивідуальні зас...
7277. Суб’єкти трудового права України 77.5 KB
  Поняття субєкта трудового права України. Громадяни як субєкти трудового права України. Власник або уповноважений ним орган як субєкт трудового права України. Підприємство як суб'єкт трудового права України. Трудовий колектив як суб'єкт трудового права України.
7278. Особливості організації обслуговування споживачів у закладах ресторанного господарства відкритої мережі 56 KB
  Тема: Особливості організації обслуговування споживачів у закладах ресторанного господарства відкритої мережі. План: Правила подачі гарячих закусок. Правила подачі перших страв, підбір посуду, приборів. Література: Я.М.Сало. Організація...
7279. Направленность личности 88 KB
  Направленность личности Вопросы для обсуждения: Направленность в структуре личности. Потребности и мотивы в структуре направленности личности. Формы направленности личности. Самосознание и Я-концепция. Литература: Березовин, Н. А. Осн...
7280. Психологічні особливості молодшого школяра 90.5 KB
  Лекція №4. Психологічні особливості молодшого школяра. Загальна психологічна характеристика ситуації розвитку молодшого школяра. Учбова діяльність молодших школярів. Розвиток пізнавальних психічних процесів. Формування особистості ди...